湖南電網側電池儲能電站概況及調控運行啟示

李軍，胡斌奇，楊俊，黃際元

(1.國網湖南省電力有限公司，湖南長沙410004；2.國網湖南省電力有限公司長沙供電分公司，湖南長沙410012)

電網側電池儲能電站作為泛在電力物聯網建設的重要內容，得到了社會的廣泛關注。全國各級單位相繼出臺了相關政策以推動儲能行業發展[1]。2017年9月，國家五部委聯合發布 《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》，明確指出將鼓勵多種儲能技術路線和應用場景并行發展，這標志著儲能在電網中主體地位的確立；2019年2月，國家電網有限公司下發 《關于促進電化學儲能健康有序發展的指導意見》，明確表示支持電源側儲能發展、服務客戶側儲能發展、加強電網側儲能規劃，指出將有序開展儲能投資建設業務，并主要集中在電網側儲能；2019年6月，國家發改委等機構聯合發布 《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見2019—2020年行動計劃》，明確指出將重點推進儲能示范應用，推進儲能標準化建設。

在工程應用上，自2018年起，江蘇、河南等省份已有示范工程相繼投運，其主要利用變電站空余場地及租用社會用地進行建設，采用磷酸鐵鋰電池和預制艙的設計方案，以10 kV電壓等級分散接入，統一納入省級調控平臺[2]。其中，江蘇8座儲能電站總計規模為101 MW/202 MWh，主要集中在鎮江市以應對火電機組退役和鎮江東部高峰負荷壓力。河南16座儲能電站總計規模為100.8 MW/125.8 MWh，分布在9個地市以應對特高壓閉鎖和峰谷差問題。目前，國內儲能產業呈現良好發展態勢，江蘇 (二期)、浙江、遼寧等省份陸續規劃建設儲能電站，主要特征如下:電池類型多元化，包括磷酸鐵鋰、鉛碳、液流及梯次電池等；配置形式多樣化，集中式與分布式相結合，融入 “多站合一”智慧能源站 (含變電站、數據中心站、儲能電站等)等形式進行規劃[3]。這些均為電網側儲能電站商業化應用提供了重要實踐依據。

在技術發展上，隨著各類電池性能提升、成本持續下降，儲能規模化應用接近其商業化運營的技術經濟拐點，并已成為儲能產業創新的重點領域[4]。應當指出，目前儲能電站主要基于 “分布式布置、模塊化設計、單元化接入、集中式控制”的架構進行設計，這能提高儲能電站運行可靠性、增加其可擴展性和降低儲能電站建設難度，但也增加了儲能電站的控制難度，調度部署也相對復雜，需要將指令拆分后再下發到站，同時，對儲能電站的響應時間也提出了更高的要求。此外，分散式布置存在的技術多樣性，使得儲能電站運維檢修和管理難度增加。隨著儲能電站規模化并網運行，傳統電網的調控運行將面臨巨大挑戰。

為此，以湖南電網榔梨儲能電站為例，闡述該儲能電站的特點與架構，重點分析其調控運行模式，并指出其調控運行所面臨的主要科學問題。

1 電池儲能電站典型架構

為提升湖南電網安全穩定運行水平和特高壓直流輸送能力，解決長沙地區峰谷差大、尖峰負荷持續時間短、負荷波動速率大、供電能力不足等系列問題，2019年5月，國網湖南省電力有限公司建成長沙儲能示范工程并投入運行，總規模60 MW/120 MWh，分別布置于榔梨 (24 MW/48 MWh)、芙蓉 (26 MW/52 MWh)、延農 (10 MW/20 MWh)三個220 kV變電站內。工程創新性地采用電池本體租賃模式，擁有國內首個全室內、單體容量最大的芙蓉儲能電站。芙蓉、延農儲能電站已在國內率先打造成 “三站合一”典型試點。

1.1 總體架構

榔梨儲能電站位于220 kV榔梨變電站西北側，占地面積3 000 m2，全預制艙布置。該儲能電站主要包含24個電池集裝艙 (每個集裝箱包含1 MW/2 MWh電池)、24個功率變換系統 (PCS)變壓集裝箱 (每個集裝箱含 2臺 500 kW PCS和 1臺1 250 kVA變壓器)、1個10 kV配電室、1個總控集裝艙等設備，通過3回10 kV線路并入220 kV榔梨變。以一回儲能進線10 kV為例，并網方式如圖1所示。

圖1 榔梨儲能電站并網示意圖

由圖1可知，榔梨儲能電站中，1 MW/2 MWh的電池儲能單元通過連接2個500 kWPCS升壓艙，將直流電變換為交流電，并經1 250 kVA的升壓變壓器升至10 kV，4臺變壓器并接至10 kV配電室進線柜，每兩條進線匯聚至10 kV出線接入220 kV榔梨變10 kV母線。

1.2 基本構成

1.2.1 電池集裝艙

電池集裝艙是儲能電站的關鍵部分，主要涉及電池本體及其相關保護控制的輔助功能設備。儲能電站電池本體方面，電池集裝艙為標準預制艙，內部配置1 MW/2 MWh電池組、電池管理系統(BMS)、匯流柜、消防及空調等設備。其中，電池本體所采用的單體電芯容量為3.2 V/105 Ah，36個電芯串聯形成1個模塊，18個模塊串聯形成1簇，6簇經匯流柜并聯形成 1堆 (0.5 MW/1 MWh)，2堆分別連接PCS變壓集裝箱內的2臺500 kW PCS，組成1 MW/2 MWh電池儲能單元。

儲能電站保護控制等功能方面，BMS可全面監測電池的運行狀態，包括單體/模塊和電池系統電壓、電流、溫度和電池荷電量等，并將監測數據供給PCS以實施閉環控制，具備過壓保護、欠壓保護、過流保護、過溫保護和直流絕緣監測等功能。電池艙內配置有空調和消防等輔助系統，為電池組提供相對恒定的溫度和濕度等環境條件，并保證緊急情況下實現自動報警及聯鎖保護功能。

1.2.2 PCS變壓集裝箱

PCS變壓集裝箱的主要功能是將電池組的直流電轉換成交流電，一般配置2臺500 kWPCS、1臺升壓變壓器。PCS主要由DC/AC雙向變流器、控制單元構成，用于實現儲能電池與交流電網間的交直流變換和雙向能量傳遞，可支持鋰電池、鉛炭、液流電池等多種類型電池的接入和通訊。升壓變壓器將PCS輸出的電能升壓至10 kV以并入變電站10 kV母線，除了自身的保護裝置外，還可由上級的10 kV饋線保護實現。

1.2.3 10 kV配電室

10 kV配電室是儲能電站電能匯集和分配的重要節點，主要包含儲能電站所有開關柜及保護設備等。電池預制艙內的電池單元經PCS升壓艙將電壓升壓至10 kV后全部接入配電室內的開關柜。其中每回10 kV線路配置光纖電流差動保護裝置，保證故障發生時可快速處理及切斷。

1.2.4 總控集裝艙

總控集裝艙是儲能電站的監控系統與能量管理系統所在處，主要負責采集儲能電站信息、接收電網調度指令，并通過相應的控制策略使儲能電站滿足調度控制要求。該總控集裝艙主要功能有:①通過采集電池組、儲能單元的實時數據，實現儲能系統的實時監測和控制；②通過控制PCS有功功率實現儲能系統有功控制，以滿足電網調峰調頻需求；③通過控制PCS無功功率實現儲能系統無功電壓控制，以滿足電網安全穩定運行需要。此外，其還具有故障錄波、防孤島保護裝置、電能計量系統、智能網荷互動終端、時間同步系統以及EMS等功能設備。

2 儲能電站調控運行模式

按照 “省調調度有功、地調調度無功”的原則，結合電網負荷調節需求和電池運行特性，主要設計了儲能電站參與電網緊急控制、調峰、調頻和調壓等應用場景的運行策略。緊急控制場景通過源網荷系統控制儲能電站緊急提供有功和無功支撐來實現；調峰和調頻場景通過省級調度自動發電控制(AGC)系統控制儲能電站釋放有功功率來實現；而調壓場景通過地區調度自動電壓控制 (AVC)系統控制儲能電站釋放無功功率來實現，儲能電站調壓理論上只占用PCS容量，不消耗電池本體的儲存能量[5-6]。

2.1 儲能納入源網荷控制

2.1.1 工程實現

源網荷系統主要通過快速精準控制可中斷的用電負荷，高效實現特高壓直流閉鎖后的故障處置，提升系統調節性能，保障 “強直弱交”矛盾下電網運行穩定性。將儲能電站納入源網荷系統，在緊急情況下，以最高優先級直接控制PCS，充分發揮儲能電站啟動時間短、響應速度快、調節精度高的優勢[7-8]，保障電網安全穩定運行。目前，榔梨儲能電站已通過源網荷系統調試，具備該控制功能。

榔梨儲能電站配置源網荷互動終端柜，內含一臺源網荷互動終端和一臺MUX-02E2M協議轉換器。源網荷互動終端對上經由2M協議轉換器和地調SDH接入220 kV浦沅變電站精切子站；對下經硬接線控制站內48臺PCS，同時通過網線與儲能電站能量管理系統 (EMS)進行通訊交互。源網荷互動終端設備采用干接點直接與PCS接口，通過串口與儲能站監控后臺通訊。儲能電站精切系統結構如圖2所示。

圖2 儲能電站精切系統結構圖

2.1.2 運行策略

源網荷系統接收到電網故障信息后，由穩控終端同時向PCS和儲能電站EMS發送指令，PCS接收穩控終端硬接點信號，EMS接收穩控終端網絡信號，1 s內PCS控制電池進行最大功率放電，1 s后由EMS進行控制。EMS根據PCS與電池狀態下發不同指令:若電池與PCS無法支撐滿功率放電則根據電池或PCS情況進行放電或待機，但此時仍是精切系統控制模式；如果設備處于正常狀態，則仍要求EMS控制PCS按照最大功率進行放電。

2.2 儲能納入自動發電控制 (AGC)

2.2.1 工程實現

電網AGC調節的主要目標是在保證電網頻率質量和區域間功率交換計劃的前提下按最優分配的原則協調出力。當儲能電站通過接收省級調度的AGC指令后，其能量管理系統根據調度AGC調節指令結合站端各儲能單元當前狀態實時生成站端AGC控制命令，可實現調度AGC指令跟蹤的同時有效保障電池運行安全，進而實現參與電網調峰/調頻服務的目標[9]。

儲能電站參與電網AGC的功能控制架構如圖3所示。該系統由省級調度主站、調度數據網通道和儲能電站EMS組成。儲能電站的有功功率控制模式優先級從高到低依次為調度指令控制、AGC控制、日前計劃控制及本地控制。

圖3 儲能電站AGC功能控制架構

省級調度主站側儲能AGC功能模塊運行于智能電網D5000調度控制系統，實時計算各電池儲能電站的有功出力設定值，并下發至接入AGC控制的儲能電站。接入AGC控制的儲能電站由數據通信網與調度通信，上傳AGC控制相關的實時信息，接收調度主站下發的有功控制指令。儲能電站EMS根據控制模式和儲能電站運行情況，合理分配輸出功率值并發送至PCS執行。

省級調度主站Ⅰ區儲能AGC功能模塊，通過實時下發充放電功率指令對各儲能電站進行直接控制。該系統可以收集各儲能電站上傳的可用功率及荷電狀態 (SOC)信息，實時計算每一時刻儲能可用功率，以及該可用功率下的可用時間。

省級調度主站Ⅲ區調度計劃功能模塊，通過結合日前負荷預測數據和電網實際調度目標需求，確定未來一天的建議儲能計劃出力曲線，調度結合該曲線與實際情況以下達儲能調度指令。

2.2.2 運行策略

目前主要采用 “日前調度計劃”模式控制儲能電站參與調峰。根據全網負荷預測、分區電網調峰需求、發電計劃等數據，參考儲能電站最大允許充放電功率、SOC范圍、運行一致性、良性運行區間等參數，確定儲能電站運行的日前計劃曲線，重點采用 “一充一放”或 “一充兩放”運行模式。儲能電站在早、晚用電高峰時段放電頂峰，緩解各關鍵斷面的供電壓力。

通過儲能AGC功能模塊遠方遙控實現儲能電站參與調頻。根據電網發/用電變化情況，采用自動跟蹤區域控制偏差 (ACE)模式參與二次調頻。通常需明確AGC指令的下發頻次，開發儲能電站基于分區、分組、分時段的AGC控制策略。儲能電站用于電網調頻時通常處于淺充淺放狀態，無需充放電翻轉，對電池壽命影響較小，但為滿足電網緊急控制的需要，應考慮維持儲能電站荷電狀態水平在合理范圍內[10]。相關研究表明儲能AGC響應時間約為常規機組的1/15，調節速率比常規機組快65至258倍，控制精度誤差小[11]。與日前調度計劃控制模式相比，AGC模式跟蹤電網ACE動態變化，有助于提升電網CPS考核指標。

2.3 儲能納入自動電壓控制 (AVC)

2.3.1 工程實現

當電網呈現出以電壓問題為主導的運行狀態時，將儲能電站納入參與AVC系統調壓具有一定的實用價值。AVC系統是使用廣泛的電壓無功控制系統，它能夠根據設定的電壓無功情況，自動控制無功設備，保障電能質量[12-13]。

基于D5000系統將儲能電站納入地調自動電壓控制 (AVC)系統進行統一調控。AVC主站基于地調輻射網絡結構和無功就地平衡的準則，考慮儲能電站作為連續無功源的無功電壓特性，將其合理接入AVC主站無功電壓控制。構建儲能電站的控制單元模型，將儲能電站AVC子站構建PVC子站模型信息，可設置其主站命令控制模式，并關聯與AVC子站的交互遙信、遙測、遙調信息，為控制策略生成和執行提供模型基礎。

2.3.2 運行策略

為充分發揮PCS無功調節能力，且盡可能避免PCS無功調節影響有功出力，按照優先調節電容器、電抗器以及變壓器檔位的原則，在電壓波動大、傳統調節設備補償不足時使用PCS無功控制能力，即由容抗器先進行 “初步調壓”，再由儲能電站進行 “精準調壓”，以此制定儲能電站AVC控制策略。

在控制模式方面，通過設置儲能電站電壓調控優先級，實現儲能與傳統調壓手段的協同控制。設置電壓控制和無功控制兩種控制模式，可在不同場景下自由切換。基于用戶對10 kV母線高電壓質量要求，采用電壓控制模式，實時計算儲能電站無功輸出需求，實現母線電壓穩定控制；針對220 kV母線電壓及供電區無功平衡控制，采用無功控制模式，穩定儲能電站無功輸出，為供電區提供穩定的無功支撐電源。同時，在AVC系統匯總儲能電站的可調無功裕度等信息，根據匯總的全網信息，對地區電網進行全網動態潮流優化計算，最終形成最優的控制策略。

3 關鍵科學問題

從儲能電站調控運行角度，結合泛在電力物聯網建設，凝練出融合虛擬電廠和大數據技術的多點布局儲能調控、評價、運營、標準等關鍵科學問題。

1)基于 “虛擬電廠”技術，多點布局儲能電站的集群控制問題。

基于省級調度層面，考慮儲能電站集群參與調峰、調頻、無功控制、斷面控制、清潔能源消納等全局性優化任務的協作機制和執行策略。通過建立儲能設備匯聚潛力模型，基于不同儲能技術與工況需求的匹配度，提出以運行狀態感知、發展態勢研判、運行場景識別為基礎，考慮儲能的 (集中/分散)配置模式、 (統一/分層)調度模式，以參與調峰 (小時級)為核心、以主導場景調度需求為目標兼顧其他應用場景 (安全穩定運行 (毫秒—秒級)、調頻調壓以及動態無功支撐 (毫秒—秒級)的儲能協同優化調度策略。

2)基于大數據分析技術，儲能電站的運行性能、運行效果評價問題。

以示范工程為基礎，結合儲能電站運行場景和電量、能效、可靠性、經濟性等指標，分場景對其運行性能和效果進行綜合評價；建立儲能功能設計、運行條件與電池狀態變化之間的關系，歸納反映電池狀態的特性參數及閾值，與電池性能評價方法相結合，建立儲能全壽命周期評價方法及指標，為運維檢修提供參考。

3)基于電力市場發展需求，儲能電站的商業模式問題。

考慮輔助服務市場、政策環境、電網運行等因素，分析儲能價值可變現程度，研究儲能多重應用的可變現價值評估方法；考慮儲能同時向電源、用戶和電網提供服務并獲得收益，研究基于源-網-儲-荷協同的儲能優化運營策略，研究激勵儲能向電網提供服務的價格或交易機制。從促進電力市場建設和電池儲能產業合理發展角度出發，向政府主管部門提出包括市場準入、投融資方式、價格補償機制等的相關政策與配套實施規則。

4)與儲能相關的標準體系構建問題。

推進儲能運行調控、運維檢修、安全防護等技術標準的制定實施，根據技術發展和電網運行要求對相關標準進行修訂，加強儲能安全和消防新技術研究，明確儲能電池、退役電池等關鍵設備防火要求，建立健全儲能安全消防技術標準與規章制度。

4 結語

本文通過闡述典型電網側電池儲能電站的特點與架構，分析了儲能電站的調控運行工程實現過程及策略并凝練了關鍵科學問題。

1)電網側儲能模塊化、分散式布局具有建設靈活、快捷和可擴展性強等優勢，但調控運行復雜度較高，未來會給電網調控運行帶來挑戰。

2)儲能電站通過發出有功功率和無功功率，能夠參與電網緊急控制、調峰、調頻、調壓等應用場景，通過分析現有調控運行模式的工程實現過程及策略特點，全面展現了儲能電站的毫秒級至小時級的多時間尺度控制能力。

3)結合泛在電力物聯網建設，凝練出儲能電站調控運行面臨的關鍵問題，即融合虛擬電廠和大數據技術的儲能電站調度控制、運行評價、商業運營、技術標準等，為儲能電站的發展指明方向。